绿色电力交易是指以绿色电力产品为标的物的中长期电力交易，是中长期电力市场体系中全新的交易品种。绿色电力交易的目的是将新能源的电能价值和环境价值打包交易，实现新能源“证电一体化”的市场化交易模式，满足发电企业、售电企业、电力用户等市场主体销售、购买和消费绿色电力的需求，引导全社会形成积极消费绿色电力的共识，激发供需双方潜力，促进绿色能源发展。
电力比重和送出电量逐年增加。为促进新能源健康发展，优化电力消费结构，支持新型电力体系建设，有必要加快绿色电力交易市场建设，完善绿色电力交易体系。梳理了西北地区绿色电力交易的现状，分析了绿色电力交易存在的问题，提出了完善和推进绿色电力交易的建议。
绿色电力交易的发展
根据国家发展改革委、国家能源局《关于绿色电力交易试点工作方案的批复》要求，国家电网公司组织北京电力交易中心制定建立绿色电力交易市场机制，于2021年9月7日启动绿色电力交易试点，在全社会形成了良好的示范效应，有效传播了绿色低碳理念。为积极实施绿色电力交易，在试点方案的基本原则下，西北各省区研究出台了本省(区)绿色电力交易的相关政策和交易规则。甘肃省在《2022年甘肃省中长期电力交易实施细则》中明确，设立独立的绿色电力交易品种，有绿色电力需求的用户直接与发电企业交易，优先组织、安排、实施和结算；2022年2月，宁夏回族自治区发改委发布《关于2022年调整直接电力交易有关事项的通知》，明确开展绿色电力交易试点，规范绿色电力交易的准入主体、交易机构、电费结算等相关事项。
2022年第一季度，西北相关省份探索通过统一交易平台开展省际和省内绿色电力交易，形成实践经验。
省际绿色电力交易
2022年第一季度，西北电网通过北京电力交易平台进行了2.14亿千瓦时的跨省绿色电力交易。根据北京电力交易平台发布的结果，甘肃省发送2700万千瓦时，青海省发送2900万千瓦时，宁夏回族自治区发送1.59亿千瓦时。按电源类型统计，光伏企业发送1.94亿千瓦时，占比近91%；风电企业送出2000万千瓦时，占比9%。据落地省份统计，西北电网送出的绿电全部被华东购买，其中浙江省购买2.16亿千瓦时，上海购买0.88亿千瓦时。
省内绿色电力贸易情况
2022年一季度，宁夏回族自治区完成全省绿色电力交易2.71亿千瓦时，交易均价比燃煤火电标杆电价高出93.14元/千瓦时；陕西省完成绿色电力交易0.2亿千瓦时，交易均价比燃煤火电标杆电价高出30.00元/MWh。
通过对探索和实践的总结，发现西北地区一季度省际间绿色电力交易有以下两个特点:一是绿色电力交易溢价较高；第二，交易权力普遍较少。反映绿色电力交易面临的问题。
绿色电力交易中的问题
新能源的绿色价值没有得到充分体现。
绿色电力交易的初衷是为了体现新能源的绿色价值。但目前电力用户参与绿色电力交易主要是政府引导和价格信号驱动，导致2022年第一季度省际间绿色电力交易量整体较低。
从2022年一季度西北电网省际间绿色电力交易情况来看，交易量绝大部分来自政府引导。造成这种现象的主要原因是在其他相关领域，如税收、碳市场、金融市场等。促进电力用户消费绿色能源的配套政策和总体设计仍然缺乏，导致电力用户对新能源绿色价值的关注度较低。根据华东地区一些参与绿色电力交易的外向型电力用户的了解，较高的溢价必然会增加企业的运营成本。但是没有明确的减免电价政策支持，或者政策力度不够，导致用户参与绿色电力交易的积极性大打折扣。参与过绿色电力交易的用户，大多只是为了提升企业知名度，履行推动低碳转型的社会责任，而不是以新能源的绿色价值为出发点参与交易。
从省内绿色电力交易情况来看，电力用户对绿色电力交易价格的关注程度远高于新能源的绿色价值。以宁夏回族自治区为例:所有参与交易的电力用户都是高耗能用户，而非高耗能用户没有参与交易。原因是，根据1439号文件的相关要求，宁夏火电与高耗能用户的交易价格比煤炭标杆电价高出近50%，而绿色电力的交易价格略低于火电，因此高耗能用户参与绿色电力交易可以带来更高的经济效益。对于非高耗能用户，绿色电力的交易价格高于火电，导致非高耗能用户参与绿色电力交易的意愿较低。
新能源参与绿色电力交易的规模有限。
根据相关政策要求，绿色电力交易优先考虑“无补贴新能源”参与交易，已纳入国家可再生能源价格补充补贴政策的新能源作为补充。“有补贴的新能源”电力参与绿色电力交易时，交易电量不计入其合理利用小时数，不领取补贴。因此，在更加以价格信号为导向的绿色电力交易市场中，参与绿色电力交易的新能源发电企业主要集中在平价项目，以及少量补贴较低的竞价项目；而“有补贴的新能源”参与绿色电力交易的溢价空间有限，降低了他们参与绿色电力交易的积极性，导致新能源参与绿色电力交易的规模有限。
绿色能源消费的激励政策没有得到有效整合。
2019年5月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于建立健全可再生能源用电保障机制的通知》，明确各省级行政区域设定可再生能源用电责任权重，售电企业和电力用户共同承担消纳责任。但大部分省份的可再生能源消费责任权重指标仍停留在省级层面，各电力用户履行可再生能源消费责任权重的具体额度尚未细化，各电力用户履行可再生能源消费责任权重的考核标准尚未明确，导致电力用户完成可再生能源消费责任权重、参与绿色电力交易的积极性不高。
推进绿色电力交易的建议
针对上述问题，为引导全社会形成绿色电力消费共识，需要通过完善新能源市场机制、电力市场价格体系、绿色电力消费激励政策、实施新能源平价上网政策、建立绿色电力交易与碳市场对接机制等，鼓励新能源企业和电力用户主动参与绿色电力交易。
完善新能源市场机制。
2021年11月，中央深改委第二十二次会议指出，推动新能源有序参与市场交易，电力市场在能源清洁低碳转型中发挥支撑作用。2022年1月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，跨省区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著增加，有利于新能源和储能发展的市场交易和价格机制初步形成。
比例大。西北各省要继续加强新能源参与绿色电力交易的市场机制研究，推进中长期市场持续运行，逐步建立适合新能源的分时、曲线交易，实现新能源绿色电力交易等交易品种由电量向电力的转变。同时，建立反映新能源高比例情景下电力供需周期特征的分时电价信号，不断拉大峰谷电价差，以充分发挥市场作用，引导新能源企业参与绿色电力交易。
完善电力市场价格体系。
随着中长期市场建设的不断推进和现货市场建设的全面启动，火电、新能源、水电等不同成本的电源均参与交易。不同类型的电源可以参与不同类型的交易，如新能源企业可以参与跨省出口交易、省内电力直接交易、自备替代交易、绿色电力交易等。各类交易之间的市场空间和交易价格是相互耦合和影响的。同时，根据1439号文件的要求，电力用户需要分为高耗能用户和非高耗能用户，用户侧的价格也是多样化的。因此，应认真分析各类电源的发电成本，加快完善市场价格体系，合理应用分电源、分用户类型的分市场交易，适时推进同平台交易，充分体现新能源的能量和绿色价值。
完善绿色用电激励政策。
为提高电力用户参与绿色电力交易的积极性，国家和地方政府还应出台更加完善的绿色电力消费激励政策体系，明确电力用户参与绿色电力交易的用电量不计入电力用户能源消费总量，鼓励用户积极参与绿色电力交易，加快我国能源消费的绿色低碳转型。
落实新能源平价上网政策。
价格有关事项的通知，明确从2021年起，中央财政不再对新注册的集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新批的陆上风电项目给予补贴，实行低价上网。同时，明确新项目可通过参与市场化交易自愿形成上网电价。为逐步扩大新能源参与绿色电力交易的规模，应加快平价新能源项目的投资建设，引导新能源参与市场化交易，鼓励“有补贴的新能源”参与绿色电力交易，更好地体现光伏发电和风电的绿色电力价值。
建立绿色电力交易与碳市场的连接机制。
2021年7月，全国碳市场正式启动。碳交易市场的参与者主要是排放控制企业，而新能源企业可以通过开发和出售碳减排资产的方式参与其中。因此，绿色电力交易和碳市场是同一个市场主体。为促进电力用户能源消费结构优化，助力新能源产业健康有序发展，应加快建立绿色电力交易与碳市场的有效衔接机制，通过市场化手段引导电力用户购买可追溯、可评估、可认证的绿色电力产品，减少碳排放合规中相应的碳排放量，降低电力用户在碳市场中的合规成本，鼓励各行各业消费绿色电力，形成良性的绿色能源消费循环经济体系。(文章仅代表作者本人观点)
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